孔隙型碳酸盐岩储层地质建模探讨

李峰峰, 郭 睿, 余义常

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

油藏地质模型是地下储层展布和属性空间差异的三维可视化表征，是油藏数值模拟及开发可行性研究的基础。三维地质建模核心是采集多样化数据，综合多学科地质理论，应用最优技术方法，实现已有数据的最大限度拟合和未知数据的科学预测。三维地质建模广泛应用于地下能源矿产的表征和预测，计算机硬件性能、数学理论算法及软件平台的高速发展不断推动地质建模理论方法、模型精度和实现途径拓展更新[1-2]，应用领域也从碎屑岩到碳酸盐岩和火山岩，从常规油气藏拓展到非常规油气藏[3-4]，碎屑岩储层地质建模方法不断成熟，尤其是对河流和三角洲沉积体系储层构型的表征取得了巨大的进展[5-7]。

全球碳酸盐岩油藏油气产量占总产量的60%[8]，碳酸盐岩储层已成为油气地质研究的热点。碳酸盐储层具有成因多样性、展布穿时性和微观结构复杂性等特征，相比碎屑岩储层，碳酸盐岩储层建模方法存在显著差异。根据储集空间类型，海相碳酸盐岩储层可划分为孔隙型、裂缝-孔隙型和缝洞型[9]。缝洞型碳酸盐岩研究程度较高，中国已经形成了成熟的建模理论和方法[10-13]，裂缝-孔隙型储层建模研究也取得了较大的进展[14-16]。然而，孔隙型储集层中流体通过孔隙-吼道系统渗流、其孔隙渗透率值决定了渗流体的稳定渗流[17]。孔隙型储层是中东碳酸盐岩油藏重要的储层类型，白垩系地层中油气储量占伊拉克油气总储量的80%[18]，油气多产自于生物碎屑灰岩，如哈法亚油田Mishrif油藏，北阿扎德甘油田Savark油藏、西古尔纳油田Mishrif油藏，艾哈代布油田Khasib油藏，鲁迈拉油田的Mishrif油藏，马基隆油田的Mishrif油藏和Sa’di油藏等。中东地区白垩系油藏高储高产特征得益于其所经历的独特构造演化、沉积环境和成藏系统[19-23]。孔隙型碳酸盐储层的成因机理、控制因素及开发特征等与其他类型储层存在较大差异，储层地质建模一直是碳酸盐岩油田开发技术研究的焦点。深入分析总结孔隙型碳酸盐岩储层特征、建模难点和建模方法，对中东生物碎屑灰岩储层非均质性表征和注水开发具有重要的指导意义。

1 孔隙型碳酸盐岩储层特征

1.1 地质特征

1.1.1 沉积-成岩作用双重控制储层成因

孔隙型碳酸盐岩储层可形成于潮坪、局限台地、开阔台地、台地边缘、斜坡等不同沉积环境，构造作用对储层影响较小，礁和浅滩是储层形成的有利微相，后期成岩作用，尤其是溶蚀作用、胶结作用和白云化作用对储层改造较大[24-26]。不同环境的沉积物经历的成岩演化差异较大，海平面升降、沉积水动力强弱及古地貌差异是控制储层品质的主要因素。通常古地貌高地沉积水动力较强，泥质含量较低，海平面下降沉积物容易暴露并遭受大气淡水淋滤，溶蚀作用可有效改善储层物性。而古地貌低洼区域沉积水动力较弱，泥质含量高，溶蚀作用较弱，相邻古地貌高地淋滤形成的Ca2+在低处聚集至饱和，发生强烈的胶结作用，大幅度降低储层物性。孔隙型碳酸盐岩通常是多样化的沉积环境和复杂的成岩改造耦合作用的结果。

1.1.2 厚层块状油藏储层结构复杂

中东碳酸盐岩油田主力油藏储层多为厚层块状，如马基隆油田Mishrif组储层厚度近300 m，哈法亚油田Mishrif组储层厚度近400 m[27]，巨厚地层内部仍发育多期高频层序旋回，储层垂向非均质性强。孔隙型储层主要发育于礁滩相，礁体受水介质条件和水动力强度控制，不同时期具有不同的生长模式，沉积环境差异导致其发育不同的沉积构型。浅滩沉积主要受水动力强度控制，在台地边缘、台地内及滨岸带均可发育，滩体发育模式复杂，平面几何形状各异，垂向多期滩体叠置。储层结构是影响油藏开发层系划分、井网部署的重要地质因素。

1.1.3 多样的次生孔隙，孤立孔发育程度高

生物碎屑灰岩原生孔隙发育程度较低，储集空间主要为成岩改造形成的次生孔隙。不同生物碎屑抗溶蚀能力和抗压实强度存在显著差异，选择性溶蚀形成多种孤立孔隙。中东白垩系孔隙型储层包括粒间孔、基质微孔、颗粒微孔、生物体腔孔、晶间孔、溶孔、铸模孔、残余铸模孔、生物体腔孔及粒内孔等(图1)，其中铸模孔和生物体腔孔发育最为普遍，是重要的储集空间[28]。不同孔隙连通性存在显著差异，粒间孔和晶间孔连通性最好；铸模孔、残余铸模孔、生物体腔孔、粒内孔通常呈孤立状，连通性差；基质微孔和颗粒微孔喉道半径较小，连通性较差；溶孔产状不规则，主要以孤立形式分布。哈法亚油田Sa’di油藏发育生物体腔孔，铸模孔、粒内溶孔、晶间微孔，其中以生物体腔孔最为发育，优势孔隙类型对渗透率贡献低是导致储层高孔低渗的关键因素[29]，Mishrif组滩相储集层发育粒间孔、生物体腔孔，铸模孔及溶孔，孔隙类型多样导致各类滩相储层孔隙度较高，渗透率差异明显[30]。马基隆油田Mishrif组发育生物体腔孔，铸模孔、粒内溶孔、晶间孔及基质微孔，多样的孔隙组合导致储层具有复杂的孔渗关系。

图1 孔隙性碳酸盐岩储层孔隙多样性

1.1.4 结构组分复杂，生物碎屑含量高

图2 孔隙型碳酸盐岩储层生物碎屑多样性

伊拉克南部油田白垩系主力油藏主要为生物碎屑灰岩，岩石颗粒生物碎屑含量高，大量的生物碎屑遭受溶蚀后可形成重要的储集空间。生物多样性是中东白垩系孔隙型储层重要的特征，如马基隆油田Mishrif组生屑包括棘皮类、腹足类、苔藓类、圆笠虫、双壳类、藻类、厚壳蛤、珊瑚类、底栖有孔虫类、海绵骨针及似球粒等(图2)。不同生物碎屑的抗溶蚀能力和抗压实强度存在显著差异，复杂的岩石颗粒组分为差异成岩作用奠定了物质基础。

1.2 开发特征

孔隙性碳酸盐岩油藏初期产量高，但油藏压力下降幅度大，产量递减快，边底水锥进速度快，油水关系复杂[31]，油井无水产油期短，储量动用程度低。中东白垩系主力油藏多由衰竭式开采转向注水开发，如鲁迈拉油田Mishrif油藏，哈法亚Mishrif油藏、艾哈代布Khasib油藏等[24]。然而，油藏注水后，地层压力恢复状况受储层特征影响[32]，水驱效果差，储层内部多发育贼层，水窜现象普遍[24]，其中艾哈代布Khasib油藏贼层问题最为突出，油井含水突窜上升最为严重，厚层块状储层和合注合采方式不利于产液剖面分析和贼层的识别。碳酸盐岩储层平面非均质性强，单井产能差异大，构造高部位储层产量通常高于构造低部位，这与构造高部位有利于发育礁滩相息息相关。

2 孔隙型碳酸盐岩储层建模难点

2.1 储层格架模型

2.1.1 物性隔夹层的有效解释

图3 哈法亚油田Mishrif油藏隔夹层分布[24]

孔隙型碳酸盐岩储层主要发育物性隔夹层，相比其他类型隔夹层，物性隔夹层隐蔽性高。有效识别物性隔夹层，建立有效的测井解释模板，是建立有效储层格架模型的基础。然而，物性隔夹层岩性复杂、泥质含量低、厚度较小且连续性差。岩石胶结程度较高，物性通常表现为中低孔超低渗、特低渗或致密，测井曲线上通常表现为低伽马、低声波、高密度和高电阻率。如哈法亚油田Mishrif组发育三类隔夹层[24]，其中Ⅰ类、Ⅱ类隔夹层为岩性夹层，发育程度较低，且主要在层序界面处发育，受海平面升降旋回控制；Ⅲ类隔夹层为物性夹层，岩性为粒泥灰岩，隔夹层在层序界面和层序内部均可发育。层内隔夹层展布主要受沉积演化控制，空间分布杂乱随机，隔夹层厚度和连续性缺乏明显的规律性，测井曲线响应特征与储层差异较小，识别和解释难度较大。而且，该层段内差油层也具有一定的隔挡作用，增加了隔夹层的识别难度和储层的非均质性(图3)。隔夹层研究是油藏分层系开发的重要依据，对于优化井位设计和注水方案具有重要的指导作用，通常隔夹层厚度越大越连续，封隔作用越好，对注水开发越有利。隔夹层也是建立储层格架模型的重要元素。能否有效识别并解释隔夹层，准确刻画和预测其空间展布是制约建立孔隙型储层模型的重要因素。

2.1.2 贼层的有效识别

GR为伽马测井，API；AC为声波时差测井，μs/m；CNL为补偿中子测井，%；DEN为密度测井，g/cm-3；ILD为深感应电阻率测井，Ω·m；ILM为中感应电阻率测井，Ω·m；MSFL为微球电阻率测井，Ω·m

孔隙型碳酸盐岩储层中贼层成因多样，难以识别和预测。艾哈代布油田Khasib组Kh2-1-2L为贼层段，厚度约为1.2 m。岩心上，该段为浅灰白色致密状灰岩，生物扰动迹象明显。铸体薄片显示，该段岩性为生屑砂屑灰岩、泥晶生屑灰岩和生屑似球粒灰岩，孔隙类型包含粒间孔、铸模孔、生物体腔孔、溶孔及粒内孔等。测井资料显示Kh2-1-2L段具有低伽马、高密度、低中子、低声波、高电阻率特征，无高渗透性质迹象，而岩心物性分析化验显示，该段具有较高的渗透率，尤其是生物扰动形成的灰白色致密岩性段渗透率最高(图4)。开发过程中，注入水沿该段发生严重的水窜，通过生产动态资料判定该段为贼层。孔隙型碳酸盐岩贼层成因多样，既有沉积成因也有成岩成因、生物扰动成因，微裂缝的存在也可导致贼层的发育。如西古尔纳油田Mishrif组贼层为沉积成因，不同沉积环境形成不同物性的岩石类型，后期成岩作用将岩石物性差异向两极化改造，导致岩石间渗透性极差变大，发育厚壳蛤滩和潮汐水道孔隙性贼层。鲁迈拉油田Mishrif组贼层主要为差异压实-溶蚀扩大缝和溶蚀孔洞2种成因类型[33]。艾哈代布油田Khasib组储层中存在微裂缝，贼层的发育可能是微裂缝所致，生物扰动作用也可能对于提高贼层的渗透性也具有重要的影响。静态方法识别贼层通常比较困难，岩心、薄片及测井资料等通常不具有高渗透特征显示，且目前尚缺乏通过静态资料识别贼层的标准，难以建立有效的贼层判别模板，无法开展单井上贼层解释分析。动态方法是贼层识别的有效途径，而合注合采的开发方式造成贼层段难以判定。贼层的存在导致水窜现象普遍，严重制约了油藏注水开发效果。

2.1.3 微裂缝的有效表征

充足可靠的特征参数是有效随机模拟微裂缝的保证。微裂缝规模较小，裂缝分布杂乱随机，取心井钻遇裂缝偶然性较大。因此，微裂缝特征参数获取困难，且裂缝岩石学特征及流体的充填使其在测井上具有不同的响应特征，增加了裂缝识别的难度。伊拉克南部油田白垩系储层中发育构造缝和成岩缝2种裂缝。构造缝产状多样，既有水平缝也有垂直缝，裂缝通常未被充填。成岩缝包括溶蚀缝和压溶缝，溶蚀缝多呈开启状态，偶见白云石或方解石充填，压溶缝油气充填现象比较普遍。微裂缝的存在增加了孔隙型储层特征的复杂性，同时也增加了建立储层构架模型的难度。

2.2 储层属性模型

复杂的孔渗关系制约了有效渗透率模型的构建。孔渗相关性低是伊拉克白垩系孔隙型储层的重要特征。西古尔纳油田Mishrif组储层根据孔渗关系可划分为高孔高渗型、高孔中渗型、高孔低渗型、中孔低渗型和低孔低渗型[34]。哈法亚油田Mishrif组滩相储集层平均孔隙度为13.59%～25.80%，平均渗透率为2.35×10-3～139.17×10-3μm2，总体发育中高孔中高渗和中高孔中低渗2类储层[28]；马基隆油田Mishrif组储层可划分为中孔低渗型、中孔中渗型、中孔特低渗型和中孔高渗型，复杂孔隙结构是孔渗相关性低的主要原因。生物碎屑灰岩中孔隙类型多样，以次生溶蚀孔隙为主，不同类型孔隙百分比与渗透率贡献值无明显相关性，大量孤立铸模孔、生物体腔孔和残余体腔孔等对储层孔隙度贡献虽大，但对渗透率贡献却很低，两者难以建立有效的经验转换公式。大孔喉发育比例是控制储层渗透率的重要因素，然而，大孔喉虽然对渗透率的贡献值大，但发育程度与孔隙类型无直接联系，增加了储层孔隙结构研究的难度。

2.3 约束条件

碳酸盐成岩改造强度较大，沉积相约束效果较差。不同沉积相发育不同的岩石类型，然而，伊拉克白垩系孔隙型储层生物碎屑含量高，不同的生屑经历的物理-化学转化存在差异，但由于成岩作用造成储层差异模糊化，导致基于沉积相约束的储层属性建模效果不佳。而且储层差异模糊化也造成地球物理响应特征弱。地震资料是地质建模重要的空间约束条件，碳酸盐岩黏土矿物含量低，矿物成分简单，岩石物理性质差异小，难以建立有效可靠的地质-地球物理相关函数，储层建模的空间约束存在较大的不确定性。

3 孔隙型碳酸盐岩储层建模方法

地质建模是基于目标体充分的认识和把握，采取最优化实现途径获得最佳理想模型的过程。储层建模方法的选择是建立有效可靠储层构架模型和储层属性模型的基础，针对孔隙型碳酸盐岩储层，建模方法主要有相控建模、成因地质建模，等时建模。每种方法并非对立，建模过程中，多种方法可以结合使用，互相包含、互相辅助。

3.1 相控建模

相控建模指在沉积相、成岩相或岩相的控制下降低储层属性随机模拟的不确定性，实现建模结果的最优化。沉积相相控建模在碎屑岩中应用成熟且效果较好，而碳酸盐岩储层，由于成岩作用对储层物性的强烈改造，沉积相相控方法应用不甚理想[35-36]。成岩相是特定沉积-成岩环境中的储层成岩作用的物质表现及其与储层发育关系的总体特征[37]，包括岩石颗粒、胶结物、组构、孔洞缝等综合特征[38]，岩溶相是成岩相中重要的类型，根据岩溶作用差异造成碳酸盐岩具有不同的溶蚀特征，将储集体进行垂向分带，平面分区，实现不同岩溶带的划分，进而在岩溶相的控制下进行多尺度多期次建模，岩溶相相控建模主要针对由岩溶作用形成的缝洞型储层或溶洞型储层[39-41]，孔隙型碳酸盐岩储层建模应用较少。

岩相相控是孔隙型碳酸盐岩储层建模最有效的方法。同一岩相是指沉积在相似地质条件下，经历了相似的成岩过程，形成了具有统一的孔喉结构和润湿性的一类岩石[42-43]。岩相是更小的储层性质控制单元，同一岩石类型通常具有统一的孔-渗关系。成岩作用和改造趋势也受岩相类型的约束，通过岩相控制碳酸盐岩储层属性建模的效果最佳[44]。岩相相控建模的基础是岩石类型的有效划分，岩石划分是基于沉积学、储层学及岩石学等理论方法，通过岩性参数、物性参数、微观结构参数和地球物理响应参数将具有相同性质的岩石进行分类。目前岩石划分方法主要有基于毛管压力曲线的R10法、R30法、R35法和R50法[45-48]，基于有效孔隙度和渗透率的岩石品质因子法(RQI)和流动带指数法(FZI)[49-50]，基于核磁测井曲线的T2谱法[51]，基于数学算法的神经网络法和KNN分类算法[52-53]，基于物性综合指数和毛管压力曲线的J函数法[54]、Thomeer函数法[55]。对于孔隙型储层，岩石分类应用最广的是Winland R35法[35,44,56]。

相控建模中无论是沉积相、岩相还是成岩相，其控制的基础是不同相类型具有不同的储层属性。为提高模型准确性和精度，地质建模可采用多相约束多期次建模方法，如王鸣川等[35]针对孔隙型碳酸盐岩储层建立了沉积相耦合岩石物理相的建模方法(图5)，岩相对于沉积相通常具有一定的继承性，且孔隙度在不同沉积相中分布具有一定的规律性，在沉积相模型的约束下，建立岩石物理模型和孔隙度模型，在岩石物理模型的控制下建立渗透率模型，有效提高了岩石物理模型和渗透率模型的可靠性[35]。

图5 沉积相耦合岩石物理相地质建模方法[35]

3.2 成因建模

成因建模是基于储层成因分类的建模方法，成因分类是反映特定沉积环境和改造过程形成的储层类型，分类参数包括岩石类型、孔隙结构、储层物性、分布层位、实验参数及非均质性系数等[30,57-58]，不同储层形成于特定的沉积环境、经历了特定成岩演化，具有特定的物性和孔隙结构特征(图6)。将不同储层类型进行测井标定，建立测井解释模板，开展单井储层类型划分，进而建立不同储层类型展布模型，每种类型储层具有特定的孔-渗关系，在储层模型的控制下，可通过孔隙度模型转换建立渗透率模型。

图6 孔隙型储层成因分类结构示意图

成因建模刻画了不同类型储层的空间展布，对于后期油藏开发具有重要的指导意义。不同类型储层具有不同的开发特征，适用于特定的开发方式，如伊拉克白垩系生物碎屑灰岩孔喉结构具有多模态特征，注水开发中倡导温和注水，充分利用渗吸作用，有效驱替小孔隙中的油[24]；高孔低渗储层宜采用酸化或压裂方式提高储层渗流能力，增加单井油气产能。伊拉克白垩系孔隙型储层多采用成因分类方法，鲁迈拉油田Mishrif组储层受高频层序旋回、差异成岩和构造作用影响，储层岩石类型主要有泥晶灰岩、生屑泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑灰岩和白云质灰岩，储集空间为粒间(溶)孔、铸模孔、晶间孔、微孔、溶蚀缝和压溶缝，储层层间和层内非均质性严重[59]；哈法亚油田Sa’di组高孔低渗储层主要受沉积作用控制，成岩改造对次生孔隙形成具有建设性作用，胶结作用整体较弱，储层发育优势孔隙为体腔孔和粒内溶孔，排驱压力较高、喉道半径小，储层渗流能力差[28]。

3.3 等时建模

等时建模地质依据：不同时间段内，由于物源供应及沉积作用的差异，沉积物具有不同的地质特征，为了提高建模精度，建模过程中可进行等时地质约束，每一个等时层内具有相似的沉积规律[60]。等时建模用地层等时界面将建模目标地质体划分为若干等时层，分层网格化去建模，从而降低将建模目标地质体整体上等厚或等比例三维网格化带来的误差[61]。等时建模不适于大型岩溶型碳酸盐岩储层，碳酸盐岩溶洞发育与古水系、古地貌和古构造等有着密切的成因联系[62]。构造抬升或海平面下降造成地层暴露，遭受长期的风化剥蚀或大气淡水淋滤改造，与碳酸盐岩原始沉积相带不一致[61]，古岩溶储层具有垂向分带，平面分区的特征[63]，穿时现象普遍，发育规律性随机，表征难度大[64]。

孔隙型碳酸盐岩储层主要受沉积-成岩作用控制，层序界面和水体能量差异影响储层发育和物性变化，层序旋回对储层的改造以小尺度的溶蚀胶结为主，未造成明显的地层穿时，因此，孔隙性碳酸盐岩储层适用于等时建模。目前现有的孔隙型储层建模均为等时建模，储层格架的建立基于等时地层旋回[35,44,65]。地震反射同向轴通常反映了地层等时界面，等时地层格架为地震数据约束创造了条件[48,66-67]。等时建模通常将储层地质学与层序地层学、沉积学及地震地层学相结合，如凌云等[68]提出了基于储层构造和沉积等时格架的储层静态建模方法，该方法基于地震和测井分辨率相同部分的储层构造等时格架解释、基于层序地层学的地震和测井储层沉积等时格架解释，以及基于储层构造和沉积等时格架的测井插值建模和基于建模结果的等时切片单砂体解释等。

4 孔隙型碳酸盐岩储层建模存在问题

4.1 地质知识库不健全

储层构型研究程度低，储集体的几何特征参数是地质建模重要的基础数据。相比碎屑岩储层，碳酸盐岩储层构型研究薄弱，尚未建立有效的碳酸盐岩地质知识库。碳酸盐岩复杂的构造背景、盆地边缘结构、台地差异、埋藏深度、沉积演化及数据采集等因素，造成储层构型研究存在一定的困难和局限性。

4.2 模拟算法局限

孔隙型储层格架建模主要应用序贯指示模拟，属性建模多采用序贯高斯模拟，其他的模拟算法，如基于目标的模拟和多点统计模拟方法等应用较少。不同的算法其模拟函数、样本采集方式及适用条件存在显著差异，如多点统计模拟中基于图型的Dispat方法采用图型替换数据事件的策略，使相的分布规律更符合地质认识，为孔隙型碳酸盐岩油藏建模提供了一种新思路[65]。

4.3 缺乏相模型约束条件

孔隙型储层物性模型通过相控方法降低随机性，而相模拟的空间约束研究较少，可靠的相模型是建立准确储层属性模型的基础。地震数据可作为相模型随机模拟的约束条件，如谭学群等[48]提出基于二次震控的三维油藏建模方法(图7)，该方法的核心是建立波阻抗数据和岩样孔喉半径的关系，进而准确建立岩石类型模型，突破了地震波阻抗这一连续型变量难以约束岩石类型这一离散型变量的瓶颈，提高了空间上任意一点岩石类型和渗透率的预测精度。

图7 一次震控和二次震控建模流程对比[48]

4.4 变差函数分析有效性低

碳酸盐岩储层空间展布的方向模糊，碎屑岩中的河流、三角洲等砂体储层主方向与次方向具有明显的差异，变差函数分析对于水体流向和物源方向具有可靠的指示意义。而碳酸盐岩平面展布方向性较弱，不同沉积环境储层平面几何结构多样，如礁滩相储层可发育席状、点状、障壁状、环状等多种样式，变差函数分析存在较大的困难和不确定性。

4.5 水平井建模技术研究薄弱

碳酸盐岩油藏水平井开发效果明显好于直井，伊拉克油田普遍采用水平井开发。如哈法亚油田水平井占到了总井位数的40.5%，艾哈代布油田水平井占到了总井数的77.5%。传统水平井解释方法是利用邻近直井地层对比投影到水平井井眼轨迹主方向上，拾取地层关键界面点绘制井眼轨迹与地层的关系，由于地层构造变化使该方法存在一定局限性[69]，开展水平井建模研究对于孔隙型碳酸盐岩研究具有重要的意义。

4.6 储层的穿时性不可忽视

溶蚀作用是孔隙型储层重要的建设性成岩作用，构造抬升或海平面下降造成地层暴露，若暴露时间较短，大气淡水环境下溶蚀作用虽强，但只有化学离子的迁移，地层结构未被破坏，若暴露时间较长，古地貌隆起风化淋滤作用较强，破坏了地层结构，地层界面具有穿时现象。

4.7 虚拟井约束技术应用实例较少

伊拉克碳酸盐岩开发适宜采用较大的注采井距，稀疏的井网易导致地质建模存在较大的不确定性。虚拟井约束方法，即在对区域地质认识基础上，给出反映区域非均质性特征的变差函数模型并利用克里金插值，选择方差分布较大区域，插入虚拟井位置，并综合多尺度数据在虚拟井上赋值，不断迭代，直到克里金估计方差分布平稳且均匀[70]。地震资料容易受分辨率影响，难以约束小尺度薄层储层模拟，虚拟井技术正好可弥补地震资料的不足。

4.8 建模策略局限

建模策略主要局限于相控建模，而对于其它建模方法，如成因建模、基于流动单元的建模方法和基于原型模型的建模方法应用较少，每种方法均具有不同的建模思路和适应性，如基于流动单元的建模可以解决储层穿时问题，从岩石渗流特征上实现对储层单元的划分。张连进等[71]提出以控制储渗体为原则确定地层建模单元，将龙岗礁滩储层划分为储渗单元与非储渗单元，突破了等时层序地层界面的约束，奠定了精细刻画储渗体的地质基础。

5 展望

孔隙型储层建模的方法的发展趋势为：相控建模、成因建模和等时建模等建模方法继续完善；基于岩石类型的岩相相控建模方法不断创新和突破，应用更加普遍；储层建模方法和模拟算法不断实现多样性和综合性；在基础地质认识不断提高的基础上，储层构型研究不断深入，碳酸盐岩储层地质知识库不断健全；建模约束方法不断突破，地震多级约束方法不断进步，虚拟井约束方法及水平井建模技术不断受到重视；孔隙型碳酸盐岩储层建模策略不断向多样性和综合性发展。